此前，国家能源局11月公布的数据显示，2014年前三季度中国新增光伏发电并网容量仅有3.79GW，新增分布式光伏并网容量是1.34GW。实际完成量距离年初国家能源局制定的14GW目标差距很大，尤其是分布式并网目标更是远未达到年初设定的8GW目标。在2014年即将结束之际，国家能源局再出“新招”，一方面推动春节前的并网安装工作，一方面为下一年光伏市场扫清障碍。
但是，从2014年的全年发展来看，虽然政府层面态度积极，市场热情高涨，但中国光伏市场的发展并未取得德国一样的补贴效应，实际装机容量比2013年增长了200%，而国家能源局雄心勃勃推动的分布式光伏发电，却问题不断，陷入种种尴尬境地。行业人士戏虐：“中国想学德国一样的补贴发展模式，可惜最后学成四不像。”对于才走出寒冬没两年的中国光伏产业来说，又陷入了新的困局。
困局一：政策积极实施困难
自2013年以来，中国国家能源局针对鼓励光伏应用端市场的政策文件接连出台，一定程度上缓解了欧美“双反”带来的压力，推动了中国终端市场的爆发。进入2014年以来，市场装机容量在增加，政策信号始终积极，但从国家能源局对前三季度的统计数据看来，和年初制定的目标距离遥远。尽管解决了审批手续、并网障碍和补贴形式，随着政策条文的相应出台，在具体实施中，细则问题集中爆发，政策反应滞后。
以拖了“后腿”的分布式光伏发电来说，根据最初规划，2014年中国预计将完成14GW的光伏装机量，其中有60%是分布式光伏份额。但是，千呼万唤始出来的分布式光伏新政并没有带来预期的效果。最乐观的估计是，在国家能源局连发三文的激励后，今年光伏装机目标或许只能完成目标的一半。很明显，中国该为分布式光伏找新出路了。
由于2013年中国政府对于分布式光伏发电给出了空前支持，2014年分布式项目开始热起来，而大量备案项目却因实际因素而耽搁：屋顶使用协调难、贷款融资困难、售电收益不确定、并网时间长以及如何确保25年的稳定性等多重现实难题出现在分布式光伏的推广中。政府的应对反应则显得相对滞后，直到9月5号才出台了“新政”15条规定，针对分布式光伏发电实际的细则进行规范管理，而此时一年时间已过去大半。
9月5日，国家能源局印发《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，明确政府对分布式光伏的长期支持态度，并针对分布式各种难题开出“全额上网”电站享受标杆电价、增加发电配额、允许直接售电给用户、提供优惠贷款、按月发放补贴等一系列新政。
业内人士认为，9月份下达的“新政”解决了中国分布式光伏发电的核心“痛点”：售电收益不确定，《通知》从电价兜底的角度对此予以破解，提出分布式光伏发电项目在备案时自由选择“自发自用”还是“全额上网”，“全额上网”对应的电价是当地光伏电站标杆电价，而且在“自发自用”电力用户用电量显着减少或者消失的情况下，可以转为“全额上网”，消除投资者对电费回收的后顾之忧。
然而，如何收取和结算电费问题上没有明确保障。投资单位会担心在“自发自用”时，向用户收取费用，若出现拖欠或者不交的情况，如何去保障电费的正常收取。行业人士觉得靠合同能源管理企业去跟用电企业收取电费很“费劲”，随着电站数量的增多，管理也将是个大麻烦。
尽管国家大政方针是极力促成分布式光伏发电的大规模发展，但“小微麻烦”不断出现，这些看似微不足道的小问题，影响了电站的实际投资收益和融资。因而，大批分布式光伏发电站备案后，却迟迟不敢动工。
困局二：地方之“乱”
近几年以来，为了响应国家出台一系列促进光伏产业发展的政策措施，各省市也积极推出地方补贴政策，尤其是2013年以后，国家能源局不遗余力地推动分布式光伏发电，各省市也开始出台相应措施鼓励当地分布式的发展。目前，中国共有8省15市出台了地方光伏补贴政策，以江西、山东、浙江等省市为代表，分布式光伏发电的项目开发也多集中于地方政策补贴优惠的地方为主，补贴形式不一，主要以在国家补贴基础之上，地方财政另行度电补贴，如山东省在国家补贴基础之上，另增加0.2元的地方财政补贴，吸引了大批企业积极部署山东进行项目开发。
尽管地方补贴积极，也未能推动地面装电站和分布式的实质性进展，反而是这些过于“勇猛”的政策，让不少企业摸不着头脑。在国家取消了光伏电站审批的“核准制”，改为省级发改委“备案制”后，各省按照可再生能源配额分配装机容量。部分省市由于过于激进，在2012至2013年间发放配额过猛，颇有“寅吃卯粮”的意味，这也让2014年新上项目不得不一拖再拖。“过去跑审批手续，8个许可文件要跑一年半的时间，但那是水磨功夫，如今却僧多肉少，审批手续虽然简化，但难度更大了。”行业人士感叹。
此外，一些省市对中央政策的执行和理解也出现偏差，政策始终不明朗，或者带有明显的激进色彩。本刊记者致电河南省财政厅和发改委询问河南对光伏电站的政策和补贴形式之时，财政厅表示在金太阳补贴之后，新的补贴形式暂不清楚，发改委却强调为了鼓励分布式的发展，河南省制定了1：2的鼓励政策，即开发建设1MW的地面电站，要配备建设2MW的分布式。更具特色的是，河南省对地面电站的放权，一时间带动了当地地方市级和县级项目的大跃进，“不需要到省发改委备案，只需拿到当地电力公司的并网接入许可和发改委的许可就行。”河南洛阳市一位项目开发商介绍。在电站投资者看来，这种没有获得省发改委许可的项目，拿不到国家的配额，也就意味着无法获得国家补贴。
“有些地方政府也未能完全吃透国家政策，没有明白补贴模式，地方政策一出来就显得很盲目，这样不仅不能推动市场发展，反而成了障碍。”一位电站投资者认为。
困局三：融资之“难”
中国光伏电站方兴未艾，急需政策、电力改革和金融改革的支持，新的光伏商业模式层出不穷，同时市场也乱象丛生，虽然如中民投和恒大这样的资本巨鳄先后进入光伏电站投资，但对于行业整体而言，缺钱是普遍的。光伏业虽是新兴产业，但也几乎落得和钢贸一样下场，同在银行业的“黑名单”上。
首先，融资渠道相对单一，只有国家开发银行的支持。商业银行利息较高，如今的光伏企业几乎不敢踏进“门槛”。光伏电站投资来看，不少项目动辄上亿元，甚至数十亿、上百亿元。在中国，商业银行综合贷款成本大概要7%的利率，随着技术提升和成本的下降，在现有补贴条件下，地面电站内部收益率一般在12%左右。相对来看，商业银行的财务成本过高，大部分投资者不愿意走商业银行的渠道筹集资金。多数中国光伏电站融资主要靠国家开发银行授信，或者固定资产抵押，对于以民营为主要力量的光伏产业来说，难度变大。
电站开发需要源源不断的资本支持，当下大多从事光伏电站开发的企业都存在着资金风险，很难形成良性的资金循环，单个项目所引入的资金对于开发盘子过大的企业来说也是杯水车薪。
同样，分布式的发展最大阻碍也来自于资金困难。在一些地方补贴的基础之上，分布式的投资收益率可以接近20%，由于商业模式和补贴收取问题等细节不能落实的情况下，投资者筹措资金困难重重。如一旦遇到补贴不到位的情况，企业的资金压力就会明显加大。光伏发电电价补贴是由财政部通过国家电网发放，算上一部分地方补贴，如补贴到位的时间与正常相差三个月或者半年，收益则会减少一半。“因为银行有每个月有还款计划，银行十分担心风险。”一位不愿具名的光伏从业者表示。
寻出路：整合和创新
纵然困难不少，但行业八仙过海，各显神通，在现有条件下不断寻求突破。“光伏发电的市场空间是巨大的，且政府已经表明决心，困难只是暂时的，随着技术发展，转换效率大幅提升，未来发电同传统火电竞争是有可能的。”行业人士普遍看好光伏发电的前景。因而，在现有环境之下，走整合和创新之路，成为各市场主体竞争的核心内容。
整合资源优势和创新商业模式，是目前两大主要途径。12月中旬，由七大央企组成的光伏绿色生态合作组织（PGO）在南京宣布计划五年建设总装机5GW的光伏电站项目，尽管这支拥有各种优势资源的国字号“集团军”在过去一年中遇到了协调不力、融资困难等种种难题，并未显示出应有的效率，但走资源整合的道路已经成为众多央企和民企的共同选择，企业之间发挥优势互补、明确分工来整合各方的资源，避免孤军作战，进而从这块未来的市场中分羹。
再者便是商业模式的创新。2014年初曾有人尝试将众筹模式应用于分布式光伏，最后不了了之，并未能形成有效的途径。随着基金和保险的进入，将可能解决光伏电站资本上遇到的各种问题，尤其是推动分布式光伏电站投资建设需要更多的社会资源和社会资本投入，通过基金模式提供资金支持是通行的做法，专业或专项的光伏基金在争取得到相关政府部门的支持，被银行接受和信任，把项目投资和贷款融合起来，共同解决资金和风险问题。
